статья (DOC, 0.43 Мб)

Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
Секретариат
Комбинированный способ управления разгрузкой
по частоте и напряжению
В. В. ВАСИЛЬЕВ, В. Е. ГЛАЗЫРИН
ЗАО «Институт Автоматизации Энергетических Систем»
ФГОУ ВПО «Новосибирский Государственный Технический Университет»
Россия
[email protected]
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
аварийный дефицит мощности, снижение частоты и напряжения, лавина частоты, лавина
напряжения, автоматическая частотная разгрузка, разгрузка при снижении напряжения,
автоматика комплексного управления разгрузкой.
ВВЕДЕНИЕ
Создание крупных энергообъединений ведет к увеличению числа узлов и районов,
получающих значительную часть мощности по электрическим связям с объединением, и
повышению вероятности возникновения больших местных дефицитов мощности при
аварийном отделении этих узлов и районов; а также к возможности быстрого распространения
нарушений нормального режима, происшедших в той или иной части системы, и перерастания
их в системные аварии с нарушением технологии на электростанциях и массовым отключением
потребителей – «лавина частоты» и «лавина напряжения».
Дальнейшее развитие принципов и правил совместной работы энергосистем в составе
Единой Энергосистемы (ЕЭС) России должно быть направлено на повышение
совершенствования автоматического управления энергообъединениями и эффективности
электроснабжения потребителей, заключающееся в повышении качества и надежности их
электроснабжения. Должны быть разработаны автоматизированные системы регулирования
потребления электроэнергии в сочетании с автоматизированной системой диспетчерского
управления режимами, системы локализации тяжелых аварий и быстрейшего восстановления
нормального режима функционирования ЕЭС. Объем противоаварийного управления,
приводящего к отключению потребителей в энергосистемах, должен быть, по возможности,
предельно ограничен и экономически обоснован.
Таким образом, по мере развития и объединения энергосистем вероятность
общесистемного глубокого снижения частоты уменьшается, но необходимость в аварийной
разгрузке не отпадает. Должен измениться подход к построению автоматической частотной
разгрузки (АЧР), и в первую очередь это обусловлено возрастающим многообразием
возможных аварийных ситуаций, сопровождающихся дефицитами активной мощности.
Наибольшее значение для выбора принципов действия частотной автоматики приобретают
аварии с отключением связей в основной сети, приводящие к разделению энергообъединения
на несинхронно работающие части или к выделению какого-либо района с недостаточной
мощностью генерирующих источников. Увеличение числа энергосистем и районов,
получающих значительную часть энергии извне, иногда по дальним и сильно загруженным
электропередачам, повышает вероятность возникновения больших местных дефицитов
мощности. Например, к настоящему времени в ОЭС Сибири произошла поляризация крупных
источников генерации и узлов потребления активной мощности, удаленных на большие
электрические расстояния. Это привело к образованию целого ряда дефицитных по активной
1
1
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
мощности и избыточных регионов. Кузбасская, Томская, Омская, Алтайская (Барнаульская),
Бурятская, Читинская а в ряде режимов и Новосибирская энергосистемы являются
остродефицитными. В тоже время, на ГЭС Ангаро-Енисейского каскада сосредоточена почти
половина всей установленной мощности ОЭС. Все чаще причиной локальных аварийных
дефицитов и избытков активной мощности становится отключение линий электропередач и
автотрансформаторов связи, питающих остродефицитные районы. В нынешних условиях резко
снизилась вероятность того, что внезапный аварийный дефицит активной мощности может
привести к общему снижению частоты в ОЭС Сибири до уставок АЧР I (быстродействующая
ступень разгрузки). Однако, многократно возросла вероятность резкого и глубокого снижения
частоты в отдельных дефицитных регионах, как это имело место в Омской энергосистеме 6
июля 1997 года при ее отделении от ОЭС, и опасного увеличения частоты в избыточных
районах, имеющих слабую электрическую привязку к объединению, особенно в ремонтных
схемах с возможным их отделением и скоростью изменения частоты 1.5 Гц/с и более. Анализ
целого ряда аварийных ситуаций заставляет говорить о том, что уже сейчас имеется высокая
вероятность такого развития аварии, когда имеющиеся устройства автоматической частотной
разгрузки могут не справиться с задачей предотвращения опасного снижения частоты в
энергосистеме [1].
2
СНИЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ КАК СЛЕДСТВИЕ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
Возникающий при аварии дефицит мощности приводит не только к снижению частоты в
энергосистеме, но и к изменению напряжения. При изменении частоты в энергосистеме
меняются генерируемая реактивная мощность и реактивная мощность нагрузки. Это в свою
очередь приводит к изменению напряжений в узлах, что, с одной стороны, существенно влияет
на значение регулирующего эффекта активной мощности нагрузки по частоте и, с другой
стороны, может приводить к отключению части потребителей.
О влиянии снижения частоты при возникновении дефицита мощности на изменение
напряжения говорится в стандарте «СО ЕЭС» России [2]: «Автоматическое ограничение
снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при
возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (регионах)
с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49,0 Гц) снижением частоты (и напряжения, как
следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудования электростанций,
безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы энергопринимающих установок
потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением
электроснабжения».
Для анализа реакции энергосистемы на возникновение дефицита мощности (изменения
частоты и напряжения) особый интерес представляют характеристики генерации и потребления
активной и реактивной мощностей по частоте и напряжению (приведены в [3]).
Как известно, суммарная мощность генерации в энергосистеме (∑РГ и ∑QГ) в каждый
момент времени равна потребляемой мощности (∑РП и ∑QП). Запишем баланс мощностей:
(1)
PГ  РП  РН  РСН  Р ;
Q
Г
 QП  QН  QСН  Q  QC ,
(2)
где ∑РН и ∑QН – суммарные активная и реактивная мощности нагрузок энергосистемы;
∑РСН и ∑QСН – суммарные активная и реактивная мощности собственных нужд электростанции;
∑ΔР и ∑ΔQ – суммарные активные и реактивные потери мощности в энергосистеме; ∑QС –
суммарная зарядная мощность ЛЭП.
В установившемся режиме мощности нагрузки представляются их статическими
характеристиками по частоте и напряжению. Например, активная мощность, потребляемая
осветительными установками, практически не зависит от частоты, а зависит только от
напряжения. Активная мощность, потребляемая из сети двигателями насосов и центробежных
вентиляторов, в случае снижения частоты уменьшается пропорционально третьей степени
частоты. Зависимости реактивной мощности, потребляемой узлом нагрузки, от частоты и
напряжения приведены ниже (26,27). Мощности нагрузки можно записать в виде зависимостей:
2
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
Р Н  1 р ( f , U ) и QН  1q ( f , U )
(3)
Выдача мощности электростанции при снижении частоты определяется как реакцией на
это снижение частоты вращения турбин и их систем регулирования, так и
производительностью механизмов собственных нужд. Падение производительности
собственных нужд при снижении частоты приводит к снижению активной мощности агрегатов
станции. В итоге нарушается баланс вырабатываемой и потребляемой мощности, что приводит
к дальнейшему снижению частоты и падению напряжения в системе. Сами же механизмы
собственных нужд станций представляют собой в основном двигательную нагрузку,
зависимость активной и реактивной мощностей которой от частоты и напряжения аналогична
выражению (3):
(4)
РCН   2 р ( f , U ) и QCН   2 q ( f , U )
Потери мощности в энергосистеме определяются характеристиками активной и
реактивной мощности узлов нагрузки при изменении частоты и сопутствующем изменении
напряжения, активными и реактивными сопротивлениями сети, мощностью и загрузкой
трансформаторов, условиями поддержания уровней напряжения в узлах и др. Зависимости
суммарных активных и реактивных потерь мощности можно представить в виде:
(5)
Р   3 р ( f , U ) и Q   3q ( f , U )
Как будет показано далее (25), величина так называемой зарядной мощности ЛЭП
зависит от напряжения и частоты:
(6)
QC   4 q ( f , U )
В итоге, исходя из выражений (1) – (6), суммарные мощности потребления в
энергосистеме также зависят от частоты и напряжения:
(7)
Р П   р ( f , U ) и Q П   q ( f , U )
Тогда баланс мощностей (1) и (2) можно записать следующим образом:
PГ   p ( f , U ) ,
Q Г   q ( f , U )
(8)
(9)
Обозначим параметры некоторого исходного режима индексом 0 (ноль), тогда при какихлибо отклонениях от исходного режима ΔРГ=∑РГ –∑РГ0 и ΔQГ = ∑QГ – ∑QГ0 будут иметь место
отклонения частоты и напряжения Δf = f– f0 и ΔU = U–U0 . Нормальные отклонения частоты в
энергосистеме и напряжения на выводах электроприёмников регламентируются ГОСТ 1310997 [4]: для частоты ±0,2 Гц (предельно допустимое ±0,4 Гц), для напряжения ±5% (предельно
допустимое ±10%). При этом уравнения (8) и (9) можно представить приближёнными
линеаризованными зависимостями между отклонениями параметров частоты и напряжения.
Для этого воспользуемся математической формулой разложения в ряд Тейлора функции в
окрестностях определённой точки и ограничимся только линейными членами разложения при
малых отклонениях параметров:
 p
 p
(10)
P  Р   ( f , U ) 
f 
U ;
Г0
Г
p
0
0
Q Г 0  Q Г   q ( f 0 , U 0 ) 
f
 q
f
U
f 
 q
U
U ,
(11)
где частные производные вычислены в точках f0 и U0.
При возникновении аварийного дефицита мощности отклонения частоты и напряжения
могут достигать больших величин. Тогда пренебрегать остальными членами разложения
нельзя. Но так как мы лишь пытаемся проследить влияние изменений генерируемых
мощностей на изменение частоты и напряжения, аварийный режим работы энергосистемы не
рассматривается.
C учётом того, что в исходном режиме соблюдается баланс мощностей
PГ 0   p ( f 0 , U 0 ) ;
(12)
3
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
Q Г 0   q ( f 0 , U 0 ) ,
получим систему линейных алгебраических уравнений,
РГ  a f f  aU U ;
QГ  b f f  bU U ,
(13)
(14)
(15)
в которой частные производные обозначены соответственно: af, aU, bf, bU.
Система уравнений (14), (15) определяет связь между изменениями частоты и
напряжения и генерируемой мощностью при неизменном составе нагрузки. Обобщённые
статические характеристики потребления активной и реактивной мощностей для
энергосистемы показаны на рисунке 1.
Рис. 1: Статические характеристики потребления активной и реактивной мощностей по частоте (а)
и по напряжению (б) в относительных единицах
Коэффициенты af, aU, bf, bU – регулирующие эффекты нагрузки по частоте и напряжению.
Чем больше величина этих коэффициентов, тем больше угол наклона линеаризованных
зависимостей к оси абсцисс и тем сильнее реакция активной и реактивной мощностей на
изменение частоты или напряжения:
(16)
a f  tg f , b f  tg f ,
aU  tgU , b f  tgU ,
(17)
где αf, αU, βf, βU – углы касательных к оси абсцисс в точках f0 и U0 для соответствующих
статических характеристик.
Решим систему уравнений (14), (15), для этого представим её в матричном виде:
 PГ   a f aU  f 

 
 
 Q Г   b f bU  U 
(18)
 a f aU 
 , умножим на неё слева обе части уравнения (18).
 b bU 
 f

Найдём матрицу, обратную к 
Причём, определитель исходной матрицы
  a f bU  aU b f
(19)
есть величина положительная, так как a f  bU  0 , а aU  b f  0 (из рисунка 1)
В результате получаем:
 f  1  bU  aU
   
 U     b f a f
 PГ 

 Q 
 Г 
(20)
или
4
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
f 
U 
1

1

(bU PГ  aU Q Г ) ,
(21)
( b f PГ  a f Q Г )
(22)
По данным соотношениям можно проследить влияние изменений генерируемых
мощностей на изменение частоты и напряжения, учитывая статические характеристики
потребления активной и реактивной мощностей (рисунок 1).
Пусть ΔРГ<0 и для наглядности ΔQГ=0. Тогда
f 
1

1
(bU PГ )  0 и U 

(  b f PГ )  0
(23)
откуда следует, что уменьшение генерируемой активной мощности ∑РГ приводит к
снижению как частоты, так и напряжения.
Пусть теперь ΔQГ<0, а ΔРГ=0. Тогда
f 
1

(  aU Q Г )  0 и U 
1

(a f Q Г )  0
(24)
откуда следует, что уменьшение генерируемой реактивной мощности ∑QГ в большей
степени оказывает влияние на снижение напряжения, чем на изменение частоты, учитывая, что
af >> aU .
Снижение частоты в ряде случаев приводит к снижению напряжения на шинах
электростанций. При снижении частоты в энергосистеме уменьшается частота вращения
возбудителей агрегатов с электромашинными системами возбуждения, вследствие этого
уменьшается ЭДС генераторов, а значит, снижается и напряжение на его выводах. Таким
образом, нарушение баланса активной мощности сопровождается и снижением напряжения.
Это объясняется зависимостью уставок части автоматических регуляторов возбуждения (АРВ
пропорционального действия) генераторов от частоты (в среднем 1,4% на 1% изменения
частоты [5]) и снижением зарядной мощности ЛЭП. Зарядная мощность – это мощность в
поперечных элементах схемы замещения ЛЭП – емкостных проводимостях:
2
2
2
(25)
Q  U b l  U C l  U 2fC l ,
C
0
0
0
где U – номинальное напряжение ЛЭП; b0 – емкостная проводимость; l – длина ЛЭП; С0 –
ёмкость линии.
Линии генерирует реактивную мощность, уменьшая тем самым объёмы генерации
реактивной мощности источников и потери передаваемой мощности. Зарядная мощность линии
электропередач в большей степени зависит от величины напряжения, чем частоты. При
уменьшении этой мощности из-за общесистемного снижения, как частоты, так и напряжения
увеличиваются потери напряжения по линии, что приводит к ещё большему снижению
напряжения на шинах потребителя. Изменение реактивной мощности нагрузки при
одновременном изменении частоты и напряжения определяется рядом факторов, учёт которых
с достаточной степенью точности затруднителен. Основные из этих факторов таковы: влияние
насыщения в двигателях и трансформаторах, изменение возбуждения синхронных двигателей
при изменении частоты и питающего напряжения, наличие и вид устройств компенсации
реактивной мощности.
Реактивная мощность, потребляемая узлом нагрузки, в значительной степени
определяется двигателями, как синхронными, так и асинхронными. Реактивная мощность
двигателя складывается из реактивной мощности рассеяния Qs и реактивной мощности
намагничивания Qµ (рисунок 2), которые в различной степени зависят от частоты [6]:
f
2
QS  I x S 0
 c1s
f ном
Q  c 2
U
x 0
f
2
2
;
(26)
f ном
2
f
,
(27)
f ном
5
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
где xs0 и xµ0 – соответственно сопротивления рассеяния и намагничивания при f=fном; f –
текущее значение частоты; fном – номинальное значение частоты (50 Гц); I – ток двигателя; U–
напряжение, приложенное к двигателю; с1 и с2 – постоянные коэффициенты; s – скольжение
двигателя.
Рис. 2: Зависимость реактивной мощности, потребляемой двигателем, от частоты
Соотношение этих составляющих обычно у двигателей таково, что характер изменения
суммарной реактивной мощности Q=Qs+Qµ определяется первой составляющей при росте
частоты и второй составляющей при снижении частоты.
Таким образом, при возникновении дефицита активной мощности снижение частоты
может привести к понижению напряжения на шинах электростанций и в узлах нагрузки. В
действительности при изменении частоты меняются не только активные мощности,
выдаваемые генераторами, но и их реактивные мощности. Кроме того, изменяются параметры
элементов схемы. В связи с этим изменяются и напряжения в узлах системы, генерируемые
линиями реактивные мощности и потери в них.
3 АВТОМАТИКА КОМПЛЕКСНОГО УПРАВЛЕНИЯ РАЗГРУЗКОЙ ПО ЧАСТОТЕ И
НАПРЯЖЕНИЮ
Снижение частоты может приводить к тяжёлым авариям, для предотвращения которых
широко применяется автоматическая частотная разгрузка (АЧР), отключающая часть
потребителей при возникновении дефицита мощности. Помимо АЧР применяется также
разгрузка при снижении напряжению (АРСН). Она отключает потребителей при глубоких
снижениях напряжения, но традиционно выполняется отдельно от АЧР. В то же время «лавина
напряжения» может являться следствием длительного снижения частоты, о чём было сказано в
разделе 2 данной статьи. По этой причине формирование управляющих воздействий должно
формироваться путем совместной обработки входных параметров: частоты и напряжения. Это
позволит действовать на отключение потребителей раньше, чем начнётся отключение
генерирующих устройств и развал энергосистемы.
Случайный характер изменения характеристик реактивной мощности, взаимосвязь
изменения частоты и напряжения, возможность возникновения процессов «лавины частоты» и
«лавины напряжения», процесс массового хаотического отключения потребителей выдвигают
перед аварийной разгрузкой требования ориентации на многообразие различных аварийных
процессов. Взаимосвязь «лавины частоты» и «лавины напряжения», возможность перерастания
одной лавины в другую обуславливает необходимость выбора таких принципов аварийной
разгрузки, которые в этих условиях позволили бы обеспечить быстрое и надёжное
восстановление нормальной работы энергосистемы.
Эффективность АЧР может быть повышена благодаря использованию в качестве
входного сигнала не только величины снижения частоты, но и скорости ее снижения.
Использование скорости снижения частоты позволяет практически мгновенно оценить
6
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
относительную величину внезапного дефицита мощности и оперативно отключить требуемый
объем потребителей. В результате появляется принципиальная возможность исключить
избыточное отключение нагрузки и существенно уменьшить глубину снижения частоты. При
тяжелых авариях, приводящих к большим дефицитам мощности, появляется дополнительная
опасность возникновения локальных дефицитов реактивной мощности, когда имеют место
глубокие снижения напряжения, возможно нарушение устойчивости послеаварийных режимов
и дальнейшее развитие аварии – «лавина напряжения». Если частотная разгрузка будет
отключать потребителей в первую очередь там, где наиболее низкие уровни напряжения, то
можно предотвратить нарушение устойчивости послеаварийных режимов. Это также позволит
совместить в одном устройстве сразу две функции АЧР и АОСН (автоматическое ограничение
снижения частоты) – автоматика комплексного управления разгрузкой (АКУР). Тем более что в
настоящее время энергосистемы с существующей АОСН не обладают живучестью, т.е. не
способны противостоять системному развитию аварий, которые могут вызвать лавинообразные
снижения напряжения и тем самым привести к обесточиванию целых районов мегаполисов, в
том числе и потребителей первой категории [7].
В современных устройствах частотной автоматики не учитывается длительность и
тяжесть предшествующего режима работы энергосистемы, а также реальное значение
мощности подключенных к устройствам частотной автоматики нагрузок. C развитием
промышленности появляются всё более мощные и ответственные потребители,
технологический процесс которых не допускает снижения частоты даже на допустимую по
ГОСТ величину (0,4%). Поэтому необходима гибкая система определения очерёдности и
объёма отключения потребителей, согласно заданным графикам, а также учёт фактически
отключаемой нагрузки от действия на конкретный выключатель. Используя представленные на
рынке устройства АЧР, сложно построить эффективную разгрузку. Это связанно, во-первых, с
низкой точностью блоков измерения частоты, во-вторых, разгрузка по частоте и по
напряжению выполняются раздельно, в-третьих, не учитывается предыдущий режим работы
системы и текущее значение мощности отключаемых нагрузок. Наличие традиционных
ступеней АЧР I, АЧР II и дополнительной разгрузки приводит к большой сложности в
построении разгрузки. При этом необходимость использования дополнительной разгрузки
объясняется только малым быстродействием и низкой точностью замера частоты.
Микропроцессорная техника предоставляет возможность реализовать алгоритмы,
учитывающие одновременно длительность и тяжесть режима, как по напряжению, так и по
частоте, что может повысить эффективность разгрузки и надёжность функционирования
энергосистемы. При микропроцессорной реализации устройства разгрузки необходимо создать
единый комплекс с тем, чтобы полностью перекрыть функции очередей АЧР I, АЧР II,
дополнительной разгрузки, а также разгрузки при снижении напряжения.
Для формирования команды на отключение потребителей предлагается использовать
обобщённый параметр вида:
A  k1f  k 2
df
dt
 k3U  k 4
dU
dt
,
(28)
где
k1 , k 2 , k3 , k 4 – весовые коэффициенты, выбор которых осуществляется при
настройке устройства;  f – снижение частоты ниже заданной уставки; U – снижение
напряжения ниже заданной уставки.
Использование фактора скорости изменения частоты даёт возможность практически
мгновенно оценить возникший дефицит мощности и оперативно произвести отключение
потребителей, а участие в формировании A отклонения напряжения и скорости его
изменения позволяет ускорить разгрузку энергосистемы в узлах, имеющих наиболее низкие
уровни напряжения. Это снижает вероятность возникновения «лавины напряжения» в
энергосистеме. Выбор размерности и величин весовых коэффициентов в выражении (28)
осуществляется таким образом, чтобы обобщённый параметр A имел размерность мощности,
и в каждом конкретном случае можно было задавать различное долевое участие входных
параметров.
7
Actual Trends in Development of Power System Protection and Automation
7-10 September 2009, Moscow
Реализация устройства автоматики комплексного управления разгрузкой (АКУР)
осуществляется на базе Блока функционального (БФ), входящего в состав Комплекса
противоаварийной автоматики – КПА-М (разработка ЗАО «ИАЭС»), который обеспечивает
ввод аналоговой и дискретной информации о состоянии контролируемых объектов, ее
обработку и формирование выходных дискретных сигналов [8]. В устройстве АКУР,
выполненном на базе БФ, может быть реализовано до шестнадцати ступеней разгрузки,
дающих возможность отключения и включения потребителей в сеть.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По мере развития и объединения энергосистем вероятность общесистемного глубокого
снижения частоты уменьшается, но необходимость в аварийной разгрузке не отпадает.
Необходимо адаптировать принципы построения частотной разгрузки к новым условиям
работы современной энергосистемы, и в первую очередь это обусловлено возрастающим
многообразием возможных аварийных ситуаций, сопровождающихся дефицитами активной и
реактивной мощности.
При возникновении дефицита активной мощности снижение частоты может привести к
понижению напряжения на шинах электростанций и в узлах нагрузки вследствие увеличения
потребления и уменьшения выработки реактивной мощности. Комплексное управление
разгрузкой позволит защитить энергосистему от системных аварий, связанных с дефицитом
мощности, снижением частоты и напряжения, и их развития до нарушения технологических
процессов на тепловых электростанциях и массового прекращения электроснабжения
потребителей – лавинообразных снижений частоты и напряжения.
Разрабатываемое устройство автоматики комплексного управления разгрузкой
выполнено по комбинированному принципу и реагирует не только на отклонение частоты, но и
на скорость изменения частоты, а также на отклонение напряжения и скорость его изменения.
Реализация нескольких функций позволяет использовать более эффективные алгоритмы
разгрузки, исключающие неселективное и излишнее действие ступеней разгрузки.
4
ЛИТЕРАТУРА
[1]
ОАО РАО «ЕЭС России». Отчёт по научно-исследовательской работе ОАО
«СибНИИЭ». Разработка научно-технических мероприятий по обеспечению надёжной работы
электростанций ОЭС Сибири при опасном снижении или повышении частоты. Этап 1.
Требования к устройствам АЧР, допразгрузки, АРС, АВСН, АОПЧ, принципы их организации,
законы управления, структурные схемы АВСН, АОПЧ. – Новосибирск, 2002.
[2]
Стандарт ОАО «СО ЕЭС» Технические правила организации в ЕЭС России
автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности
(автоматическая частотная разгрузка). Приложение к приказу ОАО «СО ЕЭС» от 01.04.2008
№104/1.
[3]
Лыкин А. В. Электрические системы и сети. // Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во
НГТУ, 2003. – 248 с.
[4]
ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения. ИПК Издательство стандартов, 1998.
[5]
Баркан Я. Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем // Учебное пособие для
студентов вузов. – М.: Выс. школа, 1981. – 271с.
[6]
Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. – 2-е изд., перераб. и
доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. –352с.: ил.
[7]
Алексеев О. П., Максимов Б. К. Противоаварийное управление в энергосистемах при
глубоких снижениях напряжения. – Энергетик, 2008, №11, с.2-4.
[8]
Руководство по эксплуатации РЭ 3435-001-50756329-2006. Комплекс противоаварийной
автоматики многофункциональный КПА-М-01.04.06.53-3111-УХЛ4.
8